2017年，在“储能行业即将爆发”的喧嚣声中，储能行业并没有爆发。尽管未来颇具希望，产品成本、价格机制等问题仍然困扰着行业，商业化运营还无法大面积推开。不过，在储能的众多应用场景中，调频却在2017年崭露头角，最早显示出储能技术商业化的潜力。
国内的储能参与调频始于2013年睿能世纪与石景山热电厂的合作,2015年睿能世纪又在山西京玉电厂投运9兆瓦储能调频项目。到了2017年，睿能世纪的对手科陆电子也迅速打开局面,7月份在山西同达电厂投运规模为9MW/4.478MWh的储能项目，并在山西、内蒙各签下一个项目。
由于独立储能电站在实践中还缺乏操作性，这些项目均采取了储能与火电联合调频的模式，对火电机组加装储能设备，提高火电机组对AGC(自动发电量控制)指令的响应能力，以获得辅助服务收益。一般来说，火电厂不持有储能项目，因此也不必承担储能项目风险，仅提供场地，与投运企业共享调频收益。
根据两家企业披露的数据，这些已经投运的储能调频项目有稳定的盈利能力。睿能世纪的项目投资回收期在四到五年左右，科陆电子则是两到三年。目前睿能世纪的储能系统中电池来自三星，而科陆电子使用国产电池，因此后者成本更低，投资回收期更短。相较于用户侧削峰填谷动辄八年的回收期，发电侧难以测算的收益，储能调频在商业模式上已经走向成熟。
但稍显遗憾的是，在国内，并不是每一个地区都有这样的市场空间。现有的铺助服务市场机制建立在电监会时期印发的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，根据这一文件，当时各区域电力监管机构制定了实施细则。其中，华北电网回报率最高，华北电网之中山西省又以15元/MW的基准价格居首。因此，目前全国所有的储能与火电联合调频项目全都位于华北电网范围之内，以山西省最多。
在华北之外的大部分地区，辅助服务考核的具体规则难以体现辅助服务的效果差异，调节得好坏对机组来说差别不大，对于发电机组提供优质的辅助服务缺乏足够的激励。因此，尽管在一些区域也们电厂有心涉足，但还是因经济性不佳而打消主意。
但远期来看，形势还算乐观。从技术特性看、储能的调频性能和响应速度要远好于传统的煤电、气电机组。从外部环境看，电力市场对于辅助服务资源的需求是在不断上涨的。可再生能源具有波动性和间歇性，可再生能源比重越高，则需要史多的辅助服务资源维持电力系统的稳定和安全。根据海外的经验数据，调频需求是该地区峰值负荷的1%-2%，新能源占比的提升还可能推升这一数据。
政策方面也有进展。2017年11月，国家能源局发布《完蓍电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》，提出坚持市场化原则，实现电力辅助服务补偿力度科学化。尽管全文只提了一次“储能”，但业内仍然意识到规则的调整将给储能带来巨大的机会。
在很长一段时间内，布局储能业务的企业都在期盼补贴的心情中度过。但现实是，不依靠补贴，而是借助行之有效的游戏规则，储能仍有可能获得良好的投资回报。可以预见未来将有更多的电池企业和电力电子企业将热情投入到调频领域。而辅助服务改革的进程，也将深刻影响这个行业的命运。
